国家电网公司防止变电站全停十六项措施试行

国家电网公司防止变电站全停十六项措施（试行）目录1防止电网结构不完善导致变电站全停12防止检修方式下导致变电站全停23防止误操作导致变电站全停24防止检修、改扩建施工导致变电站全停45防止母线侧设备故障导致变电站全停56防止继电保护装置故障导致变电站全停67防止监控系统故障导致变电站全停88防止直流电源系统故障导致变电站全停99防止站用电系统故障导致变电站全停1010防止短路电流超标导致变电站全停 (11)11防止污闪导致变电站全停 (11)12防止外力破坏导致变电站全停 (13)13防止恶劣天气导致变电站全停 (13)14防止火灾导致变电站全停 (14)15防止智能变电站全停 (15)16防止其他原因导致变电站全停 (17)1防止电网结构不完善导致变电站全停1.1 在规划设计阶段，应注意如下事项：1.1.1 按照变电站重要程度设计输电通道：特高压变电站、跨大区联网变电站等特别重要变电站应设计四条及以上输电通道；220kV-750kV主电网枢纽变电站应设计三条及以上输电通道；给重要用户供电的变电站应设计两条及以上输电通道，多路电源不能取至同一变电站。

1.1.2 220kV及以上枢纽变电站和110kV及以下给重要用户供电变电站应采用双母分段接线或3/2接线方式，3/2接线方式下同一电源点的两回进线不能在同一串内，母线或任一出线检修时均不应出现变电站全停的情况。

1.1.3 220kV及以上枢纽变电站和110kV及以下给重要用户供电变电站的架空电源进线不得全部架设在同一杆塔上，220kV及以上电缆电源进线不得敷设在同一排管或电缆沟内，以防止故障导致变电站全停。

1.1.4 一般不应规划建设单进线或单主变或单母线的变电站。

对于供电可靠性要求不高的变电站，采用单进线或单主变或单母线形式时，应提高设备选型标准，采用高可靠性的设备，尽量减少变电站全停。

1.1.5 终期为双母线双分段接线方式设计的变电站，投产时应按终期规模将两个母联、两个分段间隔相关一、二次设备全部投运，防止母联、分段扩建时变电站长期单母线方式运行增大全停风险。

1.1.6 对3/2接线方式的变电站，应避免主变直接接在母线上，防止主变开关或电流互感器更换送电时，另一条运行母线跳闸，造成变电站全停。

1.2 对已运行的不能满足上述要求的变电站，应按照轻重缓急原则纳入规划改造。

2防止检修方式下导致变电站全停2.1 应加强电网运行风险管控，对检修方式进行风险评估，调控部门提前发布电网运行风险预警，各单位负责落实预控措施。

2.2 要高度重视单进线或单主变或单母线方式下的安全管控，提前采取预防措施，严防变电站全停发生。

2.3 要强化检修方式下的运维检修管理，要求如下：2.3.1 变电站全停可能造成五级及以上电网事件的，由地市公司（省检修公司）制定风险管控措施并报省公司审批发布。

2.3.2 检修、施工现场应执行领导干部和管理人员到岗到位制度，五级及以上安全风险地市公司（省检修公司）运检、安监等领导和管理人员到岗到位；视工作复杂及故障影响程度，省公司运检、安监等领导和管理人员到岗到位；领导和管理人员未到现场不准开工。

2.3.3 停电前，运维单位制定输变电设备特巡特护方案，组织开展一次单进线、单主变、单母线设备的特巡、红外测温、消缺、隐患排查治理工作。

2.3.4 停电期间，无人值班变电站应视工作需要临时恢复驻站运维，对保电设备每天进行三次特巡，重点对运行主变、母线、站用电、直流系统等巡视和红外测温；保电线路应每天特巡一次，外破高发地点应设专人看守，山火易发区应重点监视。

3防止误操作导致变电站全停3.1 变电站现场应具备齐全和完善的运行规程、典型操作票，使用统一规范的调度操作术语，应确保一、二次设备调度命名、编号、标识正确唯一。

3.2 运维人员进行倒闸操作必须严格执行有关规程、规定，操作前认真核对接线方式、检查设备状况，严格执行“两票三制”，操作中禁止跳项、倒项、添项和漏项。

3.3 运维人员进行保护装置压板投退、定值区切换、把手切换等二次设备操作，应严格按照现场运行规程、调度指令、定值单等要求执行。

3.4 倒闸操作现场应执行领导干部和管理人员到岗到位制度，五级及以上安全风险地市公司（省检修公司）运检、安监等领导和管理人员到岗到位；视操作复杂及故障影响程度，省公司运检、安监等领导和管理人员到岗到位。

3.5 要强化现场操作管理，具体要求如下：3.5.1 110kV及以上变电站倒母线操作、单进线或单主变或单母线等特殊运行方式下的停送电操作，应由地市公司（省检修公司）运检部制定现场操作方案并组织各专业会审。

3.5.2 原则上220千伏以上母线不允许无母差保护运行。

110kV母差保护停用期间，原则上应避免母线侧隔离开关和断路器的倒闸操作，防止因误操作或隔离开关支持瓷瓶断裂、断路器本体爆炸引起的母线故障无法快速切除，进而导致扩大事故范围。

3.6 要强化防误装置管理，具体要求如下：3.6.1 防误装置解锁工具应封存管理并固定存放，任何人不准随意解除闭锁装置。

3.6.2 若遇危及人身、电网、设备安全等紧急情况需要解锁操作，可由变电站当值负责人下令紧急使用解锁工具。

3.6.3 防误装置及电气设备出现异常要求解锁操作，应由防误装置检修专业人员核实防误装置确已故障并出具解锁意见，经防误装置专责人到现场核实无误并签字后，由变电站运维人员报告当值调度员，方可解锁操作。

3.6.4 电气设备检修需要解锁操作时，应经防误装置专责人现场批准，并在变电运维班班长监护下由运维人员进行操作，不得使用万能钥匙解锁。

3.6.5 停用防误闭锁装置应经地市公司（省检修公司）分管生产的行政副职或总工程师批准。

3.6.6 应设专人负责防误装置的运维检修管理，防误装置管理应纳入现场运行规程。

3.6.7 应及时消除防误装置缺陷，确保其正常运行。

4防止检修、改扩建施工导致变电站全停4.1 施工前应开展如下准备工作：4.1.1 各类检修、改扩建施工作业方案、组织措施、技术措施、安全措施应经地市公司（省检修公司）审查通过后方可实施。

4.1.2 可能造成五级电网事件的施工作业，应由地市公司（省检修公司）安监、运检、建设、调控部门进行各专业会审。

4.1.3 可能造成四级及以上电网事件的施工作业，应由省公司安监、运检、建设、调控部门进行各专业会审。

4.2 应强化施工现场管理，要求如下：4.2.1 项目管理单位应在开工前组织施工安全交底会，运维单位应对施工单位进行现场安全措施详细交底，对于易导致变电站全停的关键措施要逐项签字确认。

4.2.2 改扩建设备与运行设备应有明显物理断开点，施工区域与运行区域应采取硬隔离措施，断开与运行设备有关的二次回路。

4.2.3 改扩建一次设备与运行母线搭接工作，原则上应安排在本间隔内所有一次设备安装调试全部结束并通过验收后实施，一旦搭接完毕即纳入运行设备管理，并列入调度管辖，在此设备上工作应严格履行工作票制度。

4.2.4 改扩建二次设备与运行屏柜的搭接工作，原则上安排在本间隔内一、二次设备传动试验完成后实施，一旦搭接完毕，禁止在相关设备不停电状况下进行任何传动试验。

4.2.5 改扩建二次设备安全措施的设置和恢复应由运维单位实施，施工单位不得擅自更改安全措施。

4.3 改扩建工程送电前、后当日内二次专业人员应配合运维人员开展改扩建设备二次装置及相关回路压板状态核查，防止漏投或误投。

5防止母线侧设备故障导致变电站全停5.1 GIS设备选型采购应注意220kV及以上GIS母线隔离开关不应采用与母线共隔室结构；双母线结构的GIS，同一间隔的双母线隔离开关不应处于同一气室，防止故障后劣化的SF6气体扩大停电范围。

5.2 隔离开关应注意如下事项：5.2.1 同一间隔内的多台隔离开关的电机电源，在端子箱内必须分别设置独立的开断设备。

5.2.2 运检部门应合理安排母线侧隔离开关检修，确保检修周期内进行一次全面检修，防止母线侧隔离开关故障导致母线停电。

5.2.3 对于双母线接线方式下间隔内一组母线侧隔离开关检修时，应将另一组母线侧隔离开关电机电源及控制电源断开，防止误合导致运行母线接地造成变电站全停。

5.2.4 应在隔离开关绝缘子金属法兰与瓷件的胶装部位涂以性能良好的防水密封胶，并定期检查胶装部位完好性，必要时重新复涂防水密封胶。

5.2.5 在隔离开关倒闸操作过程中，应密切监视隔离开关动作情况，如发现卡滞应停止操作进行处理，严禁强行操作。

5.3 电流互感器运行中末屏应可靠接地，避免悬浮电位引起互感器爆炸。

5.4 双母线接线方式下，一组母线电压互感器退出运行时，应加强运行电压互感器的巡视和红外测温，避免故障导致母线全停。

5.5 管母线应选用高强度支柱绝缘子和专用金具，积极开展超声波探伤，并适当增加绝缘子金具及连接部位的红外精确测温频次，加快更换老式铜铝过渡线夹，防止金具断裂。

5.6 设计选型时，应避免电磁式电压互感器与带断口电容的断路器共同使用，检修单位应将现有风险及时汇报相关调控中心，防止一次设备操作时，因谐振过电压造成变电站全停。

6防止继电保护装置故障导致变电站全停6.1 规划设计时，应注意如下事项：6.1.1 应做好一、二次设备选型的协调，充分考虑继电保护的适应性，避免出现特殊接线方式造成继电保护配置和整定困难。

6.1.2 220kV及以上电压等级线路、变压器、母线、高抗、串补、滤波器等设备应按照双重化要求配置相互独立的保护装置。

1000kV、500（330）kV变电站内的110kV母线保护宜按双重化配置。

6.1.3 双重化配置的保护装置应注意与其它装置（如通道、失灵保护等）的联络关系，防止因交叉停用导致保护功能缺失。

6.1.4 新投运的220kV及以上开关的压力闭锁继电器应双重化配置，防止第一组操作电源失去时，第二套保护和操作箱或智能终端无法跳闸出口。

对已投运单套压力闭锁继电器的开关，宜结合设备运行评估情况，逐步列入技术改造。

6.1.5 应提高双母线接线方式母线电压互感器二次回路的可靠性，防止因母线电压互感器二次回路原因造成相关线路的距离保护在区外故障时先启动后失压，距离保护误动导致全站停电事故。

6.1.6 在对各类保护装置分配电流互感器二次绕组时应考虑消除保护死区，特别注意避免运行中一套保护退出时可能出现的电流互感器内部故障死区问题。

6.1.7对于3/2、4/3、角形接线等多断路器接线型式，应在开关两侧均配置CT，且CT二次绕组应合理配置，以消除开关与CT间死区，防止死区故障延时切除造成的系统稳定问题。

对于已经投运变电站有开关与CT间死区问题的，经系统稳定核算存在稳定破坏问题的，应逐步进行改造。

6.1.8 对确实无法解决的保护动作死区，在满足系统稳定要求的前提下，可采取启动失灵和远方跳闸等后备措施加以解决。